目前在油气勘探开发领域，针对中等埋深（2 500～3 500 m）砂岩储层预测的极限厚度一般可以达到5～10 m，而小于5 m的超薄储层准确预测仍为工业界难题。基于厄瓜多尔安第斯14和17区块不同时期采集和处理的多工区叠后地震数据，采用构造趋势面驱动叠后连片一致性处理，压制了多工区相位、能量、频率及闭合差等因素对薄层反射的干扰，降低了储层预测的多解性。基于时-频衰减高精度合成记录标定方法，消除由于地层吸收产生的时间累积误差，精确标定和解剖薄层反射特征，确定了超薄储层分辨的最低主频。基于无井驱动的“稳态变时频子波” 叠后宽频有效信号高分辨率处理技术，有效恢复了薄层弱反射系数。基于宽频地震波形约束，优化了相控非线性反演的算法与工作流程。通过上述研究，形成了一套有效的超薄砂岩储层综合预测方法和技术体系，成功地实现了埋深3 000 m、厚度2～5 m潮汐水道砂体的精准预测，新钻滚动评价井和开发井验证其预测准确率达到90 %以上。

鄂尔多斯盆地下古生界是重要的天然气勘探层位，相继发现了奥陶系顶部风化壳、古隆起周缘中组合和马家沟组盐下等多套含气层系，证明了盆地下古生界具有良好的勘探开发潜力，也揭示出深化古地理重建工作的急迫性。在分析鄂尔多斯盆地构造-沉积演化过程的基础上，对早古生代重点时期的古地理进行了重建，进而提出了成藏区带划分的新思路。研究表明，鄂尔多斯盆地经历了太古宙—元古宙裂陷沉积、寒武纪—奥陶纪沉积-剥蚀、石炭纪—三叠纪拗陷稳定沉积、侏罗纪—白垩纪挤压成藏和晚白垩纪—现今调整定型等5大阶段。盆地下古生界古地理格局经历了早-中寒武世的古陆消减、沉积增长、边缘裂陷阶段和早奥陶世的隆-坳相间阶段，并控制了优质成藏区带的分布。结合近期勘探研究进展，依据源-储组合和空间分布，划分出了基于主控因素的4类成藏区带：潮缘滩白云岩成藏区、奥陶系盐下台内丘滩成藏区、西部双滩带白云岩和页岩成藏区以及岩溶-滩相白云岩成藏区。不同区带显示出了不同的成藏条件和主控因素，需要选择针对性的勘探策略。

随着鄂尔多斯盆地北部中国石化大牛地区块一系列深井的钻探成功，发现乌审旗古隆起对奥陶系马家沟组的成藏起着重要的控制作用。在充分利用盆地北部钻井、地震和分析化验资料的基础上，研究乌审旗古隆起的形成与演化对下古生界成储和成藏的控制作用。结果表明：①乌审旗古隆起形成于新元古代，一直持续活动到奥陶纪末，具有“水上、水下交替发育”的特点，可分为5个演化阶段；②乌审旗古隆起在早古生代的持续活动造成了其东侧断裂系统发育，这些断裂为加里东期—海西期马家沟组岩溶作用提供了通道，形成深层岩溶储层；③乌审旗古隆起上沉积水体较浅，利于微生物岩的形成和准同生白云石化，可以形成白云岩孔隙型储层；④乌审旗古隆起东侧的断裂是成藏期天然气运移的主要通道，断裂沟通了多套储层，具有“三向供烃、断裂控储、立体成藏”的特征。该研究为鄂尔多斯盆地下古生界奥陶系的立体勘探提供了一种新模式。

全孔径孔隙结构的定量表征与动态演化研究是认识泥页岩储层成储机理和明确孔隙与烃-岩相互作用关系的重要基础。通过场发射扫描电镜、高压压汞、N₂和CO₂吸附实验等技术，对鄂尔多斯盆地延长探区长7油层组不同成熟度的典型岩心，以及开展过生、排烃模拟实验的泥页岩样品进行了孔隙结构的定量表征。在此基础上，结合生、排烃模拟和X射线衍射全岩/黏土矿物含量的测试结果，研究有机质生排烃、矿物成岩与孔隙结构演化的相互作用，定量分析储层孔隙结构和分形特征的动态演化特征。结果表明：长7油层组泥页岩储层的微孔、小孔和中孔对孔体积贡献较大，而孔比表面积主要由微孔和小孔提供。随着有机质生排烃、无机矿物溶蚀和矿物间转化的发生，总孔体积具有先减小后增大的趋势，其中中-大孔占比先降低后增加，且微-小孔的非均质性总体增强，而中-大孔的非均质性具有先增加后降低的趋势。相关性分析表明：孔隙大小、矿物组成耦合于储层的非均质性，其中微-小孔的分形维数D₁与微孔占微-小孔的孔体积比例和黏土矿物含量均呈正相关，而中-大孔的分形维数D₂与大孔占中-大孔的孔体积比例呈负相关，与脆性矿物含量呈正相关。研究结果对以长7油层组泥页岩为典型代表的中国陆相页岩油甜点区优选具有重要的指导意义。

针对塔里木盆地塔中Ⅱ区奥陶系油气多相态共存、产能差异和富集模式认识不清的问题，采用油藏地球化学方法分析了奥陶系流体性质、分布特征及成因。油藏pVT相态分析认为存在凝析气藏与轻质油藏沿走滑断裂共存的现象，原油的成熟度参数显示为成熟阶段的产物，天然气碳同位素和烃类比值揭示组分为原油伴生气和原油裂解气的混合，金刚烷化合物及天然气分析显示中寒武统盐下原油裂解气的充注是奥陶系凝析气藏形成的重要原因。结合高精度三维地震解释发现油气分布受到走滑断裂的控制，马尾、翼尾、走滑断裂带与逆冲断裂交汇部位具有较低的原油密度和含蜡量，以及较高的气/油比、干燥系数、4-MDBT/1-MDBT比值等，为油气充注的有利通道，走滑断裂周期性开启与膏盐层封堵机制耦合控制了塔中Ⅱ区奥陶系油气成藏。综合研究认为，塔中Ⅱ区油气具有侧生邻储、走滑断裂垂向输导、沿走滑断裂富集的特征，多期点状油气充注是造成奥陶系油气差异分布的重要原因。走滑断裂控制了奥陶系油气富集，马尾地堑、翼尾地堑、走滑断裂带与逆冲断裂交汇构造部位仍有较大的勘探潜力，中寒武统膏盐层下可能发育大规模气藏，需要进一步关注。

顺北5号带作为一条贯穿两大古隆起的主干走滑断裂带，可分为四段：北段、中段、南段以及隆起段，一直以来是塔里木盆地顺北地区及邻区走滑断裂体系形成及演化的研究重点。利用最新采集处理的高精度三维地震资料，开展顺北5号带隆起段精细解析，厘定其几何学和运动学特征，揭示顺北5号带形成演化过程。基于走向角度变化与分段变形样式，可将隆起段分为3段：隆Ⅰ“平移”段（NE16°）、隆Ⅱ“拉分”段（NE19°）、隆Ⅲ“压隆”段（NE25°）。隆起段自下而上发育高陡走滑断层与多套雁列正断层组合的分层变形样式，共经历了加里东中期、加里东晚期、海西中-晚期和印支期—喜马拉雅早期多期走滑活动，在研究区内表现为“隆Ⅱ、Ⅲ段强，隆Ⅰ段弱”的活动特征。受SN差异应力传递影响，顺北5号断裂隆起段和南段初期以塔中Ⅰ号断裂带为界自南向北左行走滑，北段和中段自北向南右行活动，最大主应力发生了NW向到NE向偏转；加里东晚期后，顺北5号断裂整体左行走滑；印支期—喜马拉雅早期，顺北5号断裂隆起段反转为右行走滑活动，最大主应力方向由NW向转为NE向。

富满油田东部走滑断裂是塔里木盆地奥陶系超深层碳酸盐岩油气藏勘探的重点目标。该走滑断裂活动较弱，识别解译难度较大，需要深入研究其发育、演化及控藏特征。基于富满油田最新采集的三维地震数据，选取并精细解译了3条典型主干断裂（F_Ⅰ10，F_Ⅰ12和F_Ⅰ17），明确了富满油田东部走滑断裂活动特征及主要活动期次。在此基础上，结合油气性质及成藏期次，分析了断裂活动特征与油气成藏的关系，加深了对该区域断裂发育特征与油气分布规律的认识，进一步明确了断裂演化与油气成藏的耦合关系对油气性质的影响。研究表明，富满油田内走滑断裂具有垂向分层差异变形特征，可划分出4个构造变形层，由下往上分别为盐下基底构造层（T₂之下）、盐构造层（T₂—T₃）、碳酸盐岩构造层（T₃—TO₃t）和碎屑岩构造层（TO₃t之上）。研究区断裂活动期次整体可划分为加里东早期、加里东中期Ⅲ幕和加里东晚期—海西期3个阶段，其中加里东中期Ⅲ幕是区域内断裂主要活动阶段。结合油气性质差异、油井生产动态、断裂活动特征与油气成藏期的耦合关系认为，断裂活动影响了垂向运移通道的开启，控制了油气垂向运移；断裂持续活动时间长，使油气运移通道保持开启，有利于晚期高成熟油气的持续充注，造成断控油气藏具有油气充注强度大、成熟度高及气/油比高的特征。

准噶尔盆地深层-超深层领域近年来连续获得发现和突破，储层为非常规致密储层且发育异常高压。为明确异常高压发育特征及其对储层质量的影响，利用已钻重点井完井系统试油测压数据进行统计分析，确定盆地深层-超深层压力分布特征和类型，结合成岩作用类型，明确其对致密储层质量的影响。结果表明：①深层-超深层广泛发育异常高压，剩余压力大，压力系数高，垂向和平面分布范围广；②可划分为一般、中等、强和超强等4个异常高压区，西部和东部区块主要位于一般和中等异常高压区，中部区块主要位于一般和强异常高压区，南部区块从一般到超强异常高压区均有分布；③压力系数垂向演化可分为渐变、突变和多变等3种类型，具有不同成因。异常高压对深层-超深层致密储层影响主要体现在：①通过增强孔隙流体承压能力，减弱岩石骨架颗粒压力，抑制压实作用，使储层保留大量原生粒间孔隙；②通过抑制胶结物的生成和析出，减弱胶结作用，使胶结物体积分数随埋深增加持续下降；③通过抑制有机质演化，延长生、排烃期，延长和扩大有机酸作用的时间和范围，增强溶蚀作用，形成次生孔隙；④通过促进孔隙流体压力积聚，当孔隙流体压力超过上覆地层压力的60 %时，促进非构造裂缝形成。异常高压对盆地深层-超深层致密储层质量的改善和提升发挥了关键作用，是其成为有效储层的控制因素之一。

以川东北地区下侏罗统自流井组大安寨段页岩层系为研究对象，通过系统开展岩相与矿物组分、动态和静态岩石力学性质以及成岩作用等研究，明确了大安寨段不同夹层类型页岩的脆性特征及其控制因素。结果表明：①大安寨段陆相页岩层系内主要包括黏土质页岩、粉砂质页岩、介壳灰质黏土质页岩和介壳灰岩4种岩石类型，整体表现为高黏土矿物含量、碳酸盐矿物局部富集特征。长英质矿物以陆源碎屑来源为主，有机质丰度与黏土、长英质和碳酸盐矿物含量间相互关系复杂。②页岩脆性受矿物含量、矿物结构及其相互关系共同影响。大安寨段处于中成岩阶段，固结程度较低，长英质矿物对脆性影响弱于碳酸盐矿物。钙质介壳含量的增加导致动、静态岩石力学参数的差异，并降低了岩石破裂及裂缝扩展所需的能量消耗。③大安寨段夹层类型多样，矿物组成与结构复杂。夹层结构均一型页岩动、静态力学参数具有良好正相关性，夹层结构不均一型（介壳夹层）页岩动、静态杨氏弹性模量总体负相关。因此，应充分考虑岩性、夹层类型、岩石力学性质差异性和成岩作用等因素，建立侏罗系陆相页岩脆性与可压裂性评价体系。上述结论对深化复杂夹层类型陆相页岩油气储层脆性认识与地质-工程甜点评价具有重要参考意义。

有机质的丰度、显微组分及微观赋存方式等多种因素对海相页岩中有机质孔隙的发育具有重要控制作用，但相关研究目前仍较为缺乏。基于有机地球化学与有机岩石学分析、扫描电镜、有机质能谱测试等技术手段，对川东地区二叠系茅口组和吴家坪组过成熟海相页岩有机质丰度（TOC）、有机显微组分及有机质赋存方式开展系统对比分析，探讨了有机质富集对有机质孔隙发育的控制作用，并建立了有机质孔隙发育演化模式。研究结果表明：①吴家坪组和茅口组虽均具有“TOC高和原始组分以藻类体为主”的特征，但有机质的赋存方式存在差异。茅口组TOC相对较高，有机质以顺层富集和局部富集等方式赋存；吴家坪组TOC相对较低，有机组分中见结构镜质体和无结构镜质体，有机质以分散或局部富集等方式赋存。②有利的原始有机组分类型的存在是有机质孔隙发育的前提，藻类体等腐泥组分中发育丰富的有机质孔隙，而镜质体等腐殖组分中有机质孔隙不发育。TOC控制了有机质孔隙的发育程度，在一定范围内，TOC越高，有机质孔隙越发育。有机质赋存方式影响有机质孔隙的保存，分散型有机质赋存在脆性矿物格架之内，有机质孔隙保存好；局部富集型和顺层富集型有机质边缘无有效格架支撑，抗压实能力较弱，有机质孔隙保存条件差。

四川盆地中部地区震旦系灯影组碳酸盐岩是中国深层-超深层油气勘探开发的热点领域，储层中普遍发育不同类型、不同尺度的天然裂缝，对储层渗流规律和气井产能具有重要影响。以川中地区高石梯-磨溪区块灯影组四段（简称灯四段）为例，综合利用岩心、薄片、成像测井、分析测试及试井分析等资料，在明确天然裂缝成因类型和发育特征的基础上，分析控制天然裂缝发育的主要地质因素，并探讨天然裂缝对气井产能的影响。研究结果表明：①高石梯—磨溪地区灯四段碳酸盐岩储层主要发育构造裂缝和成岩裂缝，其中构造裂缝包括剪切裂缝和张性裂缝，成岩裂缝主要为层理缝和缝合线；②构造剪切裂缝为灯四段储层主要裂缝类型，以高角度裂缝为主，裂缝走向主要包括NNW-SSE向、近EW向、NE-SW向和近SN向；③裂缝有效性受控于裂缝形成时间、胶结和溶蚀作用、裂缝产状及现今地应力，NNW-SSE向和近EW向剪切裂缝有效性相对较好；④裂缝发育程度与储层岩性、岩石力学层厚度及断层等密切相关，泥晶云岩中裂缝更为发育，随岩石力学层厚度增加，裂缝密度减小、规模增大，主干走滑断层附近，尤其是断层端部和叠合区域，裂缝发育程度更高；⑤裂缝发育程度和有效性共同决定了气井产能，不同产状、不同规模的有效裂缝相互交织形成裂缝网络，使相对孤立、分散的溶蚀孔洞之间相互连通，可极大改善储层渗流能力，提高气井产能。高石梯—磨溪地区灯四段储层中，NNW-SSE向和近EW向剪切裂缝改善储层渗透性的能力明显高于其他组系裂缝，对提升气井产能贡献较大。

古潜山是中国渤海湾盆地油气勘探开发的重要领域，渤中凹陷B区块是近年来中国东部发现的规模最大的凝析气田，该区块为太古宇暴露型潜山，古地貌在储层形成及发育过程中具有重要作用。受古地貌控制，变质岩潜山遭受风化作用时间及强度存在差异，进而影响了风化带储层的发育，尤其是影响了潜山风化带裂缝的形成。在岩心描述、成像测井裂缝解释结果、潜山古地貌恢复及古地貌划分基础上，详细讨论了古地貌对潜山风化带储层裂缝发育的影响。结果表明：①古地貌相对高部位风化淋滤作用较强，裂缝密度较大，古地貌直接影响了风化带裂缝的发育，削弱了内幕带储层的岩石力学性质，在一定程度上间接地控制了内幕带裂缝的发育；②古地貌对潜山风化带的影响深度存在差异，控制了潜山不同深度带的裂缝形成，B区块古地貌呈现明显的东、西区差异，西区风化裂缝带厚度（平均为277 m）明显大于东区（平均为193 m），西区古地貌影响的风化裂缝带深度也大于东区；③古地貌与各组系（期次）的裂缝密度呈明显相关性，即风化带的裂缝发育不仅受古地貌控制，还与各期的构造活动有关，特别是早期的构造活动（印支期）与古地貌共同控制了风化带早期裂缝的形成；④B区块发育3大高幅隆脊残丘区，残丘区裂缝最发育，地貌幅度控制着风化带裂缝的发育，对北西-南东向印支期裂缝的控制作用较强，残丘缓翼水-岩反应更充分，风化淋滤作用强，岩石力学强度降低，更易在各种应力下产生裂缝，并发生规模溶蚀，利于风化带优质储层的形成。

秦皇岛29构造带是渤海海域为数不多的典型高含CO₂气体的油气带，研究油气充注与高丰度CO₂气体运移、聚集之间的相互关系，对于油气勘探和CO₂气藏的发现都具有重要意义。基于原油饱和烃和芳烃等地球化学实验分析结果以及流体包裹体岩石学特征等，系统开展了CO₂气体充注与秦皇岛29构造带油气成藏的相互关系及影响，研究并深入探讨了秦皇岛29构造带高含CO₂气体的油气藏形成机理。研究认为：①构造带油气主要赋存于沙河街组一段（沙一段）和东营组，油气来源于秦南凹陷沙一段和沙三段烃源岩，以沙一段为主；②构造带油气藏经历了两期油气充注事件，早期以原油充注为主，运移方向以横向为主，石油自北向南沿着砂体运移，由秦南凹陷运移至凸起带，晚期发生了岩浆热流体引起的气体瞬时充注事件，以垂向运移为主，富含烃类的超临界CO₂流体先沿着深大断裂向上运移，进入主力油层后，自南向北横向运移；③构造带油气藏气洗作用比较明显，形成了主力油气藏底部富集稠油和沥青、中部为轻质油、上部为凝析油，以及顶部以CO₂气体为主要气层的油气分布格局。

深海海底扇是沉积学领域及油气勘探的重要研究对象之一，而浅水海底扇研究相对较少。利用岩心、钻测井、地震及分析测试等资料，对莺歌海盆地东方1-1气田新近系中新统黄流组浅海多级海底扇的形成机理及储层分布规律进行了研究。研究表明：① 多级海底扇发育水道、席状砂及扇缘砂。其中，水道岩性为中-细砂岩，呈透镜状强反射地震特征，波阻抗较低。席状砂岩性以细砂岩及粉砂岩为主，平行层理发育，多为强反射地震特征，波阻抗低。扇缘砂以粉砂岩及泥岩最为常见，弱反射地震特征，波阻抗高。② 水道在研究区西北、中部及东南部发育，整体呈NW-SE向展布，可进一步分为3级，构成了多级海底扇的主体。席状砂发育在水道两翼及末端。扇缘砂多发育在海底扇边缘。③ 水道及席状砂沉积为有利储层微相，且席状砂储集性能略高于水道沉积。水道与席状砂沉积常断开不连通，席状砂与席状砂之间多不连通或弱连通，易形成岩性及地层圈闭。④ 多级海底扇的形成经历了早期的超临界流-临界流转换及晚期的充填-漫溢两个阶段。黄流组沉积早期，重力流能量高，超临界流-临界流转换可形成多级水道；随着重力流能量降低，流体转换作用减弱，重力流以充填-漫溢为主。

断陷湖盆的沉积充填受构造活动强度、海平面升降及物源供给通量的控制，而其内部砂体展布特征还受坡折带-古沟谷体系配置的调控，深入探索坡折带-古沟谷的配置关系对断陷湖盆油气勘探具有重要意义。珠江口盆地是南海重要的含油气盆地，盆地北部海丰33洼陷勘探程度较低，需要开展沉积体系发育控制因素分析，为储层的分布预测和油气勘探部署提供支撑。根据海丰33洼陷3D地震资料和测井资料，在区域构造解释基础上，深入剖析海丰33洼陷古近系文昌组发育的坡折带和古沟谷类型及其特征，阐明坡折带-古沟谷对沉积充填的控制作用。研究表明：①研究区文昌组发育断裂坡折、挠曲坡折和沉积坡折3种坡折带类型，自盆地边缘至沉积中心，坡折带具有多级分带的特征；②古沟谷类型以V型、U型、W型和单断槽型等4类为主，其中V型和U型沟谷数量较多且平面分布较为集中。坡折带控制了剥蚀区与物源区的边界，为沉积物输送提供了动力，控制了沉积物走向、搬运距离和沉积可容空间等。受坡折带组合的影响，研究区在不同阶段发育了不同的沉积体系类型。古沟谷作为沉积物搬运通道控制了沉积物的输送方向及卸载位置，且其大小控制了沉积体系的规模。因此，坡折带-古沟谷共同控制了沉积体系的类型、规模及其发育和演化。

泥页岩中的有机质和黏土矿物在沉积演化过程中能够相互结合形成有机质-黏土复合体，成为重要的生烃母质。基于大量的场发射扫描电镜和透射电镜观察分析，以中国鄂尔多斯盆地三叠系延长组、黔北奥陶系-志留系五峰组-龙马溪组、黔中寒武系牛蹄塘组及南华北盆地二叠系山西组4套泥页岩储层为研究对象，详细查明了泥页岩中有机质-黏土复合体的微观结构及变形作用，并深入探讨了其源-储意义。泥页岩中有机质-黏土复合体成分复杂，形态多样，且易发生变形；驱动复合体发生变形的主要机制有构造应力作用、矿物颗粒作用、有机质赋存及黏土矿物转化。其中，由外部构造应力和复合体内部矿物颗粒对黏土层、有机质层挤压引起的变形能够改变复合体局部应力环境，所形成的拉张环境可使复合体发育大量纳米孔隙，且这些孔隙因黏土层的保护而不易发生烃类散失，可有效提升泥页岩的储集能力。相关结论有助于完善泥页岩的成岩理论，增进对页岩油气生成、运移和储集过程的认识，进而指导页岩油气的勘探开发。

为了深入研究致密砂岩露头储层的非均质性，解决致密砂岩储层非均质性影响因素多、综合定量表征储层非均质性难度大的问题，对柳江盆地二叠系山西组露头储层进行了系统化密集采样。利用地质统计分析、样品实验分析和显微镜薄片观察等方法，确定了致密砂岩储层各项性质及相关定量数据。同时基于洛伦兹曲线理论分析处理数据，运用层次分析法确定了渗透率、孔隙度、面孔率、填隙物含量和粒度等影响因素的权重，提出了综合定量表征致密砂岩储层非均质性的方法。研究表明，靶区山西组露头致密砂岩为强非均质性储层，区域垂直层面和平行层面的孔、渗特征近乎一致。孔隙度与渗透率之间的差相关性表明，基于突进系数、变异系数和级差等参数的传统非均质性评价方法不适用于致密砂岩储层。用新方法得到的结果比传统仅基于渗透率指标所构建的参数能更好地反映致密岩储层和非均质性。该方法也适用于其他类型非常规储层的非均质性评价。

基于鄂尔多斯盆地天然气开发实践，系统描述了低渗-致密气藏地质特征。依据水平井开发的主要对象、技术参数和生产指标等因素，将水平井开发历程划分为实践探索、攻关试验、规模应用和优化提升4个阶段。详细阐述了鄂尔多斯盆地水平井开发的技术内涵，系列开发技术包括多学科甜点优选技术、多层系大井丛整体部署技术、多专业融合导向技术、精细化压裂改造技术以及全生命周期生产管理。综合评价了不同气藏水平井的开发效果及潜力，认为致密气水平井具有良好的开发效果和前景；明确了加强多学科全过程联合研究是水平井技术发展的主要方向，也是实现低品位天然气资源规模、效益开发的关键。今后面对深、薄、低丰度等更为复杂的开发对象，将针对性地优化、提升苏里格等老气田水平井技术，攻关形成庆阳、宜川等新气田水平井配套技术，超前储备页岩气、煤层气等新型天然气资源水平井有效开发技术，为鄂尔多斯盆地天然气上产及稳产提供技术保障。

低温氮气吸附滞后回环的形态和面积可以有效反映多孔介质的孔隙结构及其对吸附气体的滞留效应，但其在页岩孔隙结构定量表征中的作用常被忽视。优选鄂尔多斯盆地上三叠统延长组7段（长7段）页岩为研究对象，综合场发射扫描电镜孔隙结构定性观察、低温氮气吸附孔隙结构定量分析、“滞后回环”定量分析、总有机碳含量（TOC）分析、热解实验、X射线衍射实验等手段，对页岩在低温氮气吸附-脱附实验中能否形成“滞后回环”以及形成的“滞后回环”面积大小的决定因素进行了探索。研究结果表明：①页岩样品在低温氮气吸附-脱附实验中是否能形成滞后回环，与其比表面积、比孔容、黏土矿物含量及孔隙结构分形维数之间存在明显的正相关关系，与总有机碳含量呈明显负相关关系，而与平均孔径大小、孔隙表面分形维数、最高热解峰温和脆性矿物含量等无明显相关关系；②滞后回环的面积大小取决于两端开放的圆柱形孔、墨水瓶孔或平行板孔的发育程度，可借助滞后回环的面积大小来定量评价圆柱形孔、墨水瓶孔或平行板孔占孔隙空间的相对比例；③长7段泥页岩样品中开放的圆柱形孔、墨水瓶孔或平行板孔主要由黏土矿物晶间孔提供，滞后回环面积与泥页岩样品中黏土矿物含量之间存在明显的正相关关系。

原油中烷基二苯并噻吩类化合物沿运移路径的分布，除了受地质色层分馏效应的影响，还受到有机质来源、成熟度、沉积环境等多种因素的影响。为了研究地质色层分馏效应单一因素下烷基二苯并噻吩类的运移示踪规律，在驱替模拟实验的基础上，用气相色谱-质谱方法剖析了驱替路径上该类化合物的分布特征和运移分馏规律，并从分子模拟角度进行了佐证。结果表明：随着运移距离的增加，吸附油中二苯并噻吩（DBT）、甲基二苯并噻吩（MDBT）和二甲基二苯并噻吩（DMDBT）的绝对浓度均呈现递减趋势；参数4-/1-MDBT、4，6-/（1，4+1，6）-DMDBT和4，6-/2，4-DMDBT显著减小，而参数2，4-/（1，4+1，6）-DMDBT和（2，6+3，6）/（1，4+1，6）-DMDBT则呈现出显著的上升趋势。根据分子模拟结果，发现烷基二苯并噻吩类与水介质之间吸附作用的强弱同时与化合物的Connolly分子表面积及偶极矩紧密相关，表面积和偶极矩越大，分子越容易与地层介质中的水分子发生吸附作用，且分子偶极矩的差异影响更显著。